WEITERENTWICKLUNG DER KAPITALKOSTENVERGÜTUNG FÜR BETREIBER VON STROM- UND GASVERSORGUNGSNETZEN. Gutachten im Auftrag der Bundesnetzagentur

WEITERENTWICKLUNG DER

KAPITALKOSTENVERGÜTUNG FÜR BETREIBER VON STROM- UND

GASVERSORGUNGSNETZEN

Gutachten im Auftrag der Bundesnetzagentur

21 Juni 2018

Frontier Economics Ltd ist Teil des Frontier Economics Netzwerks, welches aus zwei unabhängigen Firmen in Europa (Frontier Economics Ltd) und Australien (Frontier Economics Pty Ltd) besteht. Beide Firmen sind in unabhängigem Besitz und Management, und rechtliche Verpflichtungen einer Firma erlegen keine Verpflichtungen auf die andere Firma des Netzwerks. Alle im hier vorliegenden Dokument

INHALT

Zusammenfassung 4

1 Einleitung 8

1.1 Aufgabenstellung und Projektauftrag 8

1.2 Vorgehensweise und Struktur des Gutachtens 9

2 Beschreibung des Status Quo 11

2.1 Systeme der Kapitalvergütung in der StromNEV/GasNEV und ARegV 11

2.2 Kalkulationsprinzipien im Status Quo 14

2.3 Ökonomische Begründung und Anreizwirkung der bestehenden

Komponenten im Status Quo 17

2.4 Analysen der BNetzA im Rahmen der Evaluierung der Anreizregulierung 24

3 Ansätze zur Vereinfachung der Kapitalvergütung 26

3.1 Vereinfachung der Verzinsungsbasis 26

3.2 Vereinfachung Finanzierungskosten 30

4 Exemplarische Analyse möglicher Handlungsoptionen 37

5 Quantitative Überprüfung der Handlungsoptionen 40

5.1 Hintergrund und Ziel der quantitativen Überprüfung 40 5.2 Definition der Grundgesamtheit und Beschreibung der verwendeten

Datenbasis 42

5.3 Beschreibung der Vorgehensweise 45

5.4 Ergebnisse der quantitativen Untersuchung 56

6 Fazit und Ausblick 63

7 Anhang 65

7.1 Alternativrechnung WACC 65

7.2 Alternativrechnung NWC 68

7.3 Gesamtübersicht Handlungsoptionen 69

ZUSAMMENFASSUNG

Im Status Quo finden im Rahmen der Entgeltregulierung von Gas- und Stromnetzbetreibern an verschiedenen Stellen Kapitalkosten Berücksichtigung.

Dabei fällt auf, dass sich die Kalkulationsprinzipien unterscheiden (vgl. Abschnitt 2.1): Während die Kapitalvergütung in der „Vergleichbarkeitsrechnung“ (§ 14 Abs.2 ARegV) sowie des „Kapitalkostenaufschlags“ (§ 10a Abs.3-7 ARegV) bereits in recht hohem Maße Standardisierungen und Vereinfachungen angewandt werden, finden bei der quantitativ für die Unternehmen bedeutendsten Bestimmung der Kapitalvergütung im Rahmen der Bestimmung des „Ausgangsniveaus “ für die Erlösobergrenze unternehmensindividuelle Werte Eingang in die Berechnungen.

Der Aufwand zur Bestimmung der individuellen Kalkulationsgrundlagen ist erheblich und es kann in vielen Fällen zu komplexen Rückkopplungsmechanismen mit teilweise adversen Anreizen für Unternehmen kommen (vgl. Abschnitt 2.3). Die Komplexität des aktuellen Systems ist dabei auch einer gewissen Pfadabhängigkeit bei den zum Einführungszeitpunkt in der Branche etablierten Berechnungsmethoden geschuldet. Daher hat die BNetzA bereits im Rahmen der Evaluierung der Anreizregulierung auf Möglichkeiten zur stärkeren Standardisierung des Systems zur Vergütung der Kapitalkosten hingewiesen (vgl. Abschnitt 2.4).

Hieran anknüpfend diskutieren wir zunächst konzeptionell mögliche Vereinfachungsmöglichkeiten und analysieren anschließend mögliche Handlungsoptionen: Dabei können Standardisierungen insbesondere in zwei Dimensionen vorgenommen werden. Zunächst bei der Bestimmung der Verzinsungsbasis, wo gegenüber dem Status Quo

 durch eine weitergehende Standardisierung des Umlaufvermögens und der unverzinslichen Passiva (vgl. Abschnitt 3.1.1); bzw.

 als weitreichendste Ausgestaltung in Form einen „Regulatory Asset Base (RAB)-Ansatzes“ mit ausschließlichem Bezug auf das (unternehmensindividuelle) Sachanlagevermögen (vgl. Abschnitt 3.1.2) bereits potentielle Vereinfachungen erzielt werden können. Zudem können weitere Standardisierungen¹ bei der Bestimmung der Finanzierungskosten greifen, insbesondere durch die Anwendung des international etablierten Gesamtkapitalkostenansatzes („Weighted Average Cost of Capital („WACC“)- Ansatz“, vgl. Abschnitt 3.2).

Mit derartigen Standardisierungen wären jeweils im Detail unterschiedliche potentielle Effekte verbunden, wobei insbesondere zwei zentrale Argumente bei allen Standardisierungen gegeneinander abzuwägen sind (jedoch teilweise in unterschiedlicher Ausprägung, wie die detaillierte Betrachtung in Abschnitt 3 zeigt):

 Standardisierung schafft Anreize für Optimierung durch zusätzliche Freiheitsgrade für Unternehmen – Grundsätzlich führt eine

1 Schon im heutigen System findet mit der einheitlichen Festlegung der Zinssätze z. T. eine Standardisierung von CAPEX statt.

Standardisierung dazu, dass gewisse Parameter nicht länger unternehmensindividuell bestimmt werden. Aus Unternehmenssicht bedeutet dies, dass Änderungen an diesen Parametern nicht länger Rückwirkungen auf die regulatorisch gewährte Erlösobergrenze haben und somit allein aus betriebswirtschaftlichen Gesichtspunkten optimiert werden. Hierdurch können potentiell Effizienzgewinne erwartet werden.

 Verringerte Möglichkeit für individuelle Adjustierungen schafft potentielle Verteilungseffekte – In dem Maße wie auf Standardisierungen zurückgegriffen wird, werden jedoch Möglichkeiten verringert, individuelle Parameter von Unternehmen in der Kapitalkostenvergütung zu berücksichtigen, wodurch gegenüber dem Status Quo Verteilungseffekte auftreten können.

Um derartige Effekte abzuschätzen, prüfen wir im weiteren Verlauf verschiedene Handlungsoptionen, die sich in Kombination der identifizierten Vereinfachungsmöglichkeiten bilden lassen (vgl. Abschnitt 4 sowie die Übersicht in Abbildung 1).

Abbildung 1 Handlungsoptionen für eine mögliche Standardisierung bei Finanzierungskosten und Verzinsungsbasis

Quelle: Frontier Economics und KPMG Analyse

Hinweis: RAB = Regulatory Asset Base, UV = Umlaufvermögen

Bei den Handlungsoptionen 1, 3 und 5 handelt es sich um Standardisierungsoptionen auf Basis eines WACC-Ansatzes, der mit unterschiedlich stark standardisierten Variationen der Verzinsungsbasis kombiniert wird. Bei den Handlungsoptionen 2 und 4 wird lediglich die Standardisierung der Verzinsungsbasis unterschiedlich stark variiert.

Die abgeleiteten Handlungsoptionen werden im Rahmen einer quantitativen Analyse dahingehend untersucht, ob sich bei einzelnen Weiterentwicklungsansätzen Auswirkungen auf Veränderung der Netzkosten für die Netzbetreiber ergäben (vgl. Abschnitt 5). Die der empirischen Analyse zugrundeliegende Grundgesamtheit setzt sich dabei aus deutschen Fernleitungsnetzbetreibern sowie Verteilnetzbetreibern im Strom- und Gasbereich zusammen, die der Regulierungszuständigkeit der

RAB Ansatz (Kein UV, kein Abzugskapital)

Status Quo

(Ist-FK Zinsen, EK-Basis wie bisher, EKI & EKII)

WACC

(standard. Kapitalstruktur, Kalkulat. FK & EK-Zins)

Status Quo

Status Quo Status Quo

(Ist-FK Zinsen, EK-Basis wie bisher, EKI & EKII)

H1 H3

H2

H5 H4

Standardisierungsgrad Finanzierungskosten

Standardisierungsgrad Verzinsungsbasis

WACC

(standard. Kapitalstruktur, Kalkulat. FK & EK-Zins)

WACC

(standard. Kapitalstruktur, Kalkulat. FK & EK-Zins)

Status Quo

(Ist-FK Zinsen, EK-Basis wie bisher, EKI & EKII)

Standardisierung UV u. unverzinsliche Passiva

RAB Ansatz

(Kein UV, kein Abzugskapital)

Standardisierung UV u. unverzinsliche Passiva

Bundesnetzagentur unterliegen, bzw. in denen die Bundesnetzagentur im Wege der Organleihe die Prüfung der Netzkosten übernommen hat.

Bei den Handlungsoptionen 2 bis 5 lässt sich im Mittelwert sowie im Median ein positiver Veränderungseffekt gegenüber der jetzigen Situation feststellen. Dies ist im Wesentlichen durch den positiven Effekt aus der Pauschalisierung von Umlaufvermögen und verzinslichen Passiva bzw. dem RAB-Ansatz zu erklären.

Die Handlungsoption 1 ist im Mittelwert sowie im Median negativ, da aktuell bei einer Mehrzahl der Netzbetreiber die beschiedenen Fremdkapitalkosten die im Rahmen des WACC-Ansatzes ermittelte anteilige Fremdfinanzierung² übersteigt.

Abbildung 2 Ergebnisübersicht Handlungsoptionen

Quelle: Bundesnetzagentur, KPMG Analyse

Hinsichtlich der Verteilungswirkung der Veränderung der Netzkosten zum Status Quo zeigt sich, dass insbesondere die Handlungsoptionen 2 und 4 (Status Quo bei Finanzierungskosten) eine geringere Streuung als die Handlungsoptionen 1, 3 und 5 mit WACC-Ansatz aufweisen. Besonders deutlich wird dies auch in Abbildung 2.

Die empirische Überprüfung zeigt somit, dass eine weitergehende Standardisierung gegenüber dem Status Quo zunächst stets mit Verteilungseffekten verbunden ist, so dass Unternehmen in unterschiedlichem Grad profitieren bzw. negativ beeinflusst werden. Dabei führen die Standardisierungen im Bereich der Verzinsungsbasis tendenziell überwiegend zu Verbesserungen aus Unternehmenssicht gegenüber dem Status Quo, während eine Umstellung auf eine Gesamtkapitalrendite („WACC“) zu deutlich stärkeren Spreizungen der Effekte führt. Im Mittel bleiben die Netzkosten jedoch nahe am Ausgangsniveau.

Diese statische Betrachtung kann dabei noch nicht die – überwiegend positiv erwarteten – Anreizeffekte einer solchen Standardisierung berücksichtigen. Nach einer Umstellung ist damit zu rechnen, dass Unternehmen von ihren zusätzlichen Freiheitsgraden (s.o.) Gebrauch machen und ihre Finanzierungskosten optimieren. In dem Maße, wie hieraus Effizienzverbesserungen resultieren, würden hieraus zusätzliche gesamtwirtschaftliche Vorteil erzielt werden.

Insofern verbleibt nach den vorgenommenen Betrachtungen noch ein gewisser Analyse- bzw. Diskussionsbedarf, insbesondere im Hinblick

2 Für die Fremdkapitalkosten wurde der EK II-Zinssatz mit 60 % FK-Quote gewichtet

 auf die Berücksichtigung einzelner Detailaspekte im Rahmen möglicher Standardisierungen, z.B. der WACC-Ableitung, der konkreten Pauschalisierungen bei Umlaufvermögen und unverzinslicher Passiva oder der Behandlung von Sondersachverhalten (wie bspw. unterschiedliche Altersversorgungsregime); sowie

 auf die zu erwartenden dynamischen Anpassungseffekte und deren Rückwirkungen auf die geschätzten Verteilungswirkungen von Maßnahmen.

1 EINLEITUNG

Im Rahmen der Evaluierung der Anreizregulierungsverordnung (ARegV) durch die Bundesnetzagentur im Januar 2015 wurden die bestehende Praxis und mögliche Anpassungen zur Vereinfachung der Vergütung der Kapitalkosten diskutiert.³

Das derzeitige Verfahren zur Ermittlung der Kapitalkosten im Rahmen der Bestimmung der Erlösobergrenzen für Strom- und Gasnetzbetreiber erfordert eine individuelle Prüfung der Kapitalbasis und -struktur (d.h. der Zusammensetzung des Gesamtkapitals eines Unternehmens aus Eigenkapital (EK) und Fremdkapital (FK)) jedes einzelnen Netzbetreibers, insbesondere des betriebsnotwendigen Umlaufvermögens und des sogenannten Abzugskapitals anhand bilanzieller wie auch kalkulatorischer Werte. Auch die Fremdkapitalkosten werden derzeit unternehmensindividuell in ihrer tatsächlichen Höhe erfasst und finanziert.

Die derzeitige Vorgehensweise führt zu einem hohen Prüfaufwand durch den Regulierer und schränkt den Gestaltungsspielraum der Unternehmen zur regulatorischen Optimierung an einzelnen Stellschrauben in Bezug auf das Basisjahr ein, wodurch nicht ausreichende Anreize für die Netzbetreiber gesetzt werden, ihre Kapitalstruktur zu optimieren.

Vor diesem Hintergrund sollen mögliche Vereinfachungs- und Verbesserungspotentiale bei der Kapitalkostenvergütung und ihre Auswirkungen diskutiert werden. So könnte eine standardisierte Weiterentwicklung der Kapitalkostenvergütung dazu dienen, Aufwandsreduktion und Transparenzgewinne zu erzielen, die Sicherheit für Investoren zu erhöhen und sich vorteilhaft auf die ökonomischen Anreize der Netzbetreiber auswirken, eine effiziente Finanzierungsstruktur zu wählen. Hohe Anforderungen sind an die Praktikabilität und einen angemessenen Einführungsaufwand zu stellen.

Allerdings ist bei Standardisierungen darauf zu achten, dass ggfs.

Übergangseffekte oder systematische Verteilungseffekte auftreten können, weswegen eine mögliche Weiterentwicklung der Kapitalkostenvergütung einer genauen Prüfung zu unterziehen ist.

1.1 Aufgabenstellung und Projektauftrag

Die Bundesnetzagentur prüft in diesem Zusammenhang eine Weiterentwicklung der Methodik zur Kalkulation der Kapitalkostenvergütung für Betreiber von Strom- und Gasversorgungsnetzen. Hierzu ist zu untersuchen, welche Möglichkeiten zur Einführung einer standardisierten bzw. pauschalisierten Bewertung der Kapitalkosten und insbesondere der Kapitalverzinsung im Rahmen der Regulierung von Strom- und Gasnetzen bestehen und auch sinnvoll sind unter Berücksichtigung der folgenden Punkte:

3 Vgl. Bundesnetzagentur (2015), Evaluierungsbericht nach §33 Anreizregulierungsverordnung, S. 337ff.

sowie S. 427f.

 Entwicklung der Kalkulationsprinzipien der einzelnen Komponenten inkl. einer ökonomischen Begründung der bestehenden Komponenten und deren Anreizwirkungen;

 Prüfung des Potentials für eine stärkere Vereinfachung der Komponenten im Rahmen der Ermittlung der Kapitalkosten unter Berücksichtigung der Anreizwirkungen sowie von möglichen Interdependenzen zwischen den Komponenten;

 Wirtschaftliche Auswirkung der Vereinfachungen, auch im Hinblick auf die Erlössituation der Netzbetreiber und damit auch der durch die Netznutzer zu zahlenden Netzkosten⁴.

Aufbauend auf der Diskussion im Evaluierungsbericht ist somit zu prüfen: ⁵

 inwieweit eine Standardisierung der Kapitalkostenermittlung zu Effizienzsteigerungen im Regulierungsverfahren (durch Vermeidung unnötigen Aufwands) sowie Erhöhung der Transparenz beitragen und somit ggfs. zu einer Verbesserung der Anreizwirkungen bzw. Vermeidung von Fehlanreizen führen kann; sowie

 inwiefern eine konsistente Behandlung von Kapitalkosten bei der Bestimmung des Ausgangsniveaus bzw. bei der Anpassung der Erlösobergrenze innerhalb der Regulierungsperiode hergestellt werden sollte und könnte.

Frontier Economics Ltd („Frontier“) und KPMG AG Wirtschaftsprüfungsgesellschaft („KPMG“) wurden vor diesem Hintergrund von der Bundesnetzagentur mit einem Gutachten zu dem Thema „Weiterentwicklung der Kapitalkostenvergütung für Betreiber von Strom- und Gasversorgungsnetzen“

beauftragt, um die Analysen der BNetzA im Evaluierungsbericht fortzusetzen und zu erweitern.

Hierbei werden Vereinfachungsoptionen konzeptionell diskutiert und mögliche Auswirkungen anschließend quantitativ überprüft.

1.2 Vorgehensweise und Struktur des Gutachtens

Entsprechend der Aufgabenstellung untergliedern wir unseren Ansatz in mehrere Schritte, die wir im Folgenden in jeweils getrennten Abschnitten behandeln:

 In Kapitel 2 „Beschreibung des Status Quo“ werden zunächst die derzeit bestehenden verschiedenen Systeme der Kapitalvergütung gemäß der ARegV und der Verordnungen beschrieben (vgl. Abschnitt 2.1), anschließend die Kalkulationsprinzipien im Status Quo (s. Abschnitt 2.2) sowie die ökonomische Begründung und Anreizwirkung dargestellt (s. Abschnitt 2.3) und kurz auf die Analysen der Bundesnetzagentur im Rahmen der

4 Als Netzkosten werden hier und im Folgenden die im Rahmen der Prüfung des Ausgangsniveaus festgestellten Kapital- und Betriebskosten bezeichnet. Die Erlösobergrenzen im Verlauf der Regulierungsperiode können hiervon abweichen.

5 Eine systematische Änderung der Renditen der Netzbetreiber ist nicht intendiert. Allerdings können Standardisierungen oder Vereinfachungen zu systematischen Veränderungen der durchschnittlichen Renditehöhe bzw. zu Verteilungseffekten zwischen Netzbetreibern führen, denen, falls gewünscht, mit unterschiedlichen Anpassungs- oder Übergangsmaßnahmen begegnet werden könnte (z.B. Korrektur am Zinssatz oder an anderen Komponenten der Erlösobergrenzenformel).

Evaluierung der Anreizregulierungsverordnung eingegangen (s. Abschnitt 2.4).

 In Kapitel 3 „Ansätze zur Vereinfachung der Kapitalvergütung“ beschreiben wir mögliche Ansätze zur Vereinfachung der Kapitalvergütung und bewerten diese aus ökonomischen Gesichtspunkten. Hierbei gehen wir insbesondere auch auf die Anreizwirkungen ein, die mit den Standardisierungen in den jeweiligen Ansätzen einhergehen.

 Kapitel 4 „Übersicht über mögliche Handlungsoptionen“ diskutiert mögliche Handlungsoptionen zur Umsetzung der in Kapitel 3 beschriebenen Ansätze im Rahmen von sinnvollen Maßnahmenpaketen.

 In Kapitel 5 „Quantitative Überprüfung der Handlungsoptionen“ erfolgt eine quantitative Analyse der Auswirkung ausgewählter Handlungsoptionen auf die Kapitalvergütung im Vergleich zum Status Quo auf Basis von Unternehmensdaten.

2 BESCHREIBUNG DES STATUS QUO

Im Folgenden

 stellen wir in Abschnitt 2.1 zunächst die im Status Quo parallel bestehenden unterschiedlichen Systeme der Kapitalvergütung gemäß der Anreizregulierungsverordnung (ARegV) und der Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) bzw. der Gasnetzentgeltverordnung (GasNEV) dar;

 fassen wir in Abschnitt 2.2 die Kalkulationsprinzipien bei der Kapitalvergütung im Ausgangsniveau zusammen;

 erläutern anschließend in Abschnitt 2.3 die ökonomische Anreizwirkung im Status Quo;

 erfolgt abschließend ein kurzer Überblick über die Analysen der Bundesnetzagentur im Rahmen der Evaluierung der Anreizverordnung in Abschnitt 2.4.

2.1 Systeme der Kapitalvergütung in der StromNEV/GasNEV und ARegV

Bei der Betrachtung der StromNEV/GasNEV und ARegV zeigt sich, dass in Deutschland derzeit im Wesentlichen drei Systeme⁶ zur Bestimmung der Kapitalvergütung in verschiedenem Kontext und Teils unterschiedlichen Zielsetzungen zur Anwendung gelangen:

 Kapitalvergütung im Rahmen der Bestimmung des „Ausgangsniveaus“

für die Erlösobergrenze – Gemäß dem Vorgaben der ARegV werden im Rahmen der Anreizregulierung für alle Strom- und Gasnetzbetreiber Erlösobergrenzen für eine Regulierungsperiode festgelegt. Die Regulierungsbehörde ermittelt vor Beginn einer Regulierungsperiode das Ausgangsniveau für die Bestimmung der Erlösobergrenze durch eine individuelle Kostenprüfung des einzelnen Netzbetreibers gemäß StromNEV/GasNEV in einem sogenannten Basisjahr, das jeweils drei Jahre vor Beginn einer Regulierungsperiode liegt. Das Ausgangsniveau bleibt dabei grundsätzlich für die Dauer einer Regulierungsperiode unverändert.

Bei der Ermittlung des Kostenausgangsniveaus und der regulatorischen Festlegung der Eigenkapitalverzinsung wird dabei stark auf unternehmensspezifische Daten abgestellt, und z.B. unternehmensindividuell eine Verzinsungsbasis unter Berücksichtigung

□ der individuellen kalkulatorischen Anlagenbasis;

□ der unternehmensspezifischen Kapitalstruktur;

□ des als betriebsnotwendig anerkannten Umlaufvermögens; sowie

□ im Rahmen des Abzugskapitals verschiedener Passivpositionen der Bilanz

6 Zudem existieren vereinzelt weitere Anwendungen mit Bezug auf Kapitalkosten, z.B. im Kontext der Behandlung von Investitionsmaßnahmen.

ermittelt.

Die einzige nennenswerte Standardisierung in diesem Kontext erfolgt zur Bestimmung der Eigenkapitalzinssätze, die bei der Berechnung der Eigenkapitalverzinsung zum Einsatz kommen (in §7 StromNEV bzw.

GasNEV). Die Zinssätze werden hierfür durch die BNetzA jeweils für die Dauer einer Regulierungsperiode für alle Strom- und Gasnetzbetreiber in gleicher Höhe festgelegt. Allerdings kommen hierbei wiederum drei unterschiedliche Eigenkapital-Zinssätze (EK-Zinssätze) zur Anwendung:⁷

□ Neuanlagen, die den Anteil von 40% am kalkulatorisch bestimmten betriebsnotwendigen Vermögen nicht überschreiten, werden in der 3.

Regulierungsperiode mit einem EK-I-Zinssatz in Höhe von 6,91%

vergütet.

□ Altanlagen, die den Anteil von 40% am kalkulatorisch bestimmten betriebsnotwendigen Vermögen nicht überschreiten, werden mit einem EK-I-Zinssatz von 5,12% vergütet.

□ Darüber hinausgehendes in der Kapitalstruktur vorhandenes Eigenkapital (das sogenannte überschießende Eigenkapital) wird für Gasnetzbetreiber mit einem EK-II-Zinssatz⁸ in Höhe von 3,03%, für Stromnetzbetreiber in Höhe von 2,75% vergütet.

Durch die Berücksichtigung der tatsächlichen Fremdkapitalkosten gemäß ARegV § 6 Absatz 3 sowie StromNEV bzw. GasNEV § 5 Absatz 2 besteht daher die Notwendigkeit, die Eigenkapitalquote unternehmensindividuell zu bestimmen, was im Vergleich zu vielen Ländern, in denen eine Gesamtkapitalrendite zur Anwendung gelangt, einen weiteren Berechnungsschritt darstellt.

 Kapitalvergütung in der „Vergleichbarkeitsrechnung“ (§ 14 Abs.2 ARegV) – Für die Netzbetreiber wird im Anschluss an die Kostenprüfung ein bundesweiter Effizienzvergleich⁹ auf Basis eines Gesamtkostenbenchmarks, der Kapital- und Betriebskosten einbezieht, durchgeführt, mit dessen Hilfe individuelle Effizienzwerte für jeden Netzbetreiber ermittelt werden.¹⁰ Die Erlösobergrenze für jeden Netzbetreiber muss derart festgelegt werden, dass die ermittelten Ineffizienzen bis zum Ende einer Regulierungsperiode gleichmäßig abgebaut werden. Zum Zwecke des Effizienzvergleichs wird eine Vergleichbarkeitsrechnung der Kapitalkosten durchgeführt. Der dabei verwendete Zinssatz bestimmt sich als ein gewichteter Mittelwert aus dem

7 Siehe Beschluss BK4-16-160 der Bundesnetzagentur für Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen und Beschluss BK4-16-161 für Betreiber von Gasversorgungsnetzen vom 05.10.2016.

8 Der EK-II-Zinssatz orientiert sich an einem üblichen Zinssatz für die Fremdkapitalbeschaffung und wird als zehnjähriger Durchschnitt auf Basis von der Deutschen Bundesbank veröffentlichter Renditereihen bestimmt. Da die Regulierungsperioden für Strom und Gas zeitlich versetzt um ein Jahr starten, ergeben sich unterschiedliche EK-II-Zinssätze.

9 Beim Effizienzvergleich wird die jeweilige Versorgungsaufgabe eines Netzbetreibers seinen individuellen Kosten gegenübergestellt und solchermaßen die Kosteneffizienz des einzelnen Netzbetreibers im Vergleich zu den anderen Netzbetreibern ermittelt.

10 Dies betrifft die Netzbetreiber im Regelverfahren, d.h. Strom- und Gasverteilnetzbetreiber sowie Gasfernleitungsnetzbetreiber. Netzbetreiber mit einer geringen Anzahl angeschlossener Kunden können sich für die Teilnahme am vereinfachten Verfahren entscheiden, bei dem ein einheitlich ermittelter Effizienzwert bestimmt wird. Für Stromübertragungsnetzbetreiber ist ein internationaler Effizienzvergleich vorgesehen.

Eigen- und Fremdkapitalzinssatz. Für die Kapitalstruktur werden hier pauschal folgende Anteile angenommen:

□ 40% Eigenkapital;

□ 35% verzinsliches Fremdkapital; und

□ 25% unverzinsliches Fremdkapital.

Für den Fremdkapitalzinssatz wird in diesem Fall ein pauschaler Wert („Umlaufrendite festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten“) verwendet. In diesem Zusammenhang werden somit im Vergleich zur Bestimmung im Ausgangsniveau zwei zusätzliche Standardisierungen (Kapitalstruktur, Fremdkapitalzinssatz) vorgenommen.

 Kapitalvergütung im „Kapitalkostenaufschlag“ (§ 10a Abs.3-7 ARegV) – Durch die Änderung der ARegV im September 2016 wurde ein weiteres Regulierungsinstrument für Verteilnetzbetreiber eingeführt, wodurch die Kapitalkosten jährlich nachgezogen werden. Der sogenannten Kapitalkostenaufschlag dient der regulatorischen Berücksichtigung von während der Regulierungsperiode getätigten Investitionen (d.h. Investitionen, die nach dem Basisjahr anfallen). Mithilfe des Kapitalkostenaufschlags kann die Erlösobergrenze innerhalb einer Regulierungsperiode für Ersatz- und Erweiterungsinvestitionen angepasst werden. Zur Bestimmung des Kapitalkostenaufschlages wird hier definiert:

□ Verzinsungsbasis für Investitionen während der Regulierungsperiode:

Neue Anlagen bewertet zu Anschaffungs- und Herstellungskosten abzüglich der Netzanschlusskostenbeiträge und Baukostenzuschüsse.

□ Finanzierungskostensatz für Investitionen während der Regulierungsperiode: Da die individuelle Kapitalstruktur und die Finanzierungskosten nicht bekannt sind, wird als Annahme ein gewichteter Mischsatz aus dem Eigen- (40%) und Fremdkapitalzinssatz (60%) gebildet. Für den Fremdkapitalzinssatz wird pauschal der Wert für das überschießende Eigenkapital (EK-II-Zinssatz nach § 7 Abs. 6 GasNEV/StromNEV) herangezogen.

In diesem Zusammenhang wird weder Abzugskapital (mit Ausnahme der Netzanschlusskostenbeiträge und Baukostenzuschüsse) noch Umlaufvermögen zur Anwendung gebracht.

Es zeigt sich somit, dass aktuell verschiedenste Ansätze parallel zur Anwendung kommen, die an verschiedenen Stellen jeweils in unterschiedlichem Maße bereits von Vereinfachungen und Pauschalisierungen Gebrauch machen. Dies ist teilweise unterschiedlichen Zielsetzungen geschuldet, erhöht jedoch die Komplexität (z.B. für potentielle Kapitalgeber) und liefert Raum für mögliche Standardisierungen.

Es ist daher zu prüfen, ob sich aus der Tatsache, dass dieselbe Investition in den verschiedenen Fällen teilweise unterschiedliche ökonomische Wirkungen auf die Kapitalkostenvergütung entfalten können, gegenläufige Anreizeffekte ergeben und ob Vereinfachungsmöglichkeiten durch einheitliche Datengrundlagen ungenutzt bleiben.

Den Fokus der folgenden Kapitel legen wir dabei insbesondere auf die Kapitalvergütung im „Ausgangsniveau“, da hier die Spielräume für

Standardisierungen am größten sind. Zudem handelt es sich bei diesem Verfahren auch im Hinblick auf die monetäre Bedeutung für die Unternehmen um dasjenige, mit der größten Relevanz.

2.2 Kalkulationsprinzipien im Status Quo

Abbildung 3 gibt eine schematische Übersicht, wie sich aktuell nach StromNEV/GasNEV die Kapitalvergütung für den Netzeigentümer innerhalb der Systematik der Kapitalvergütung im Zusammenhang mit dem Basisjahr („Ausgangsniveau“) ergibt:

Abbildung 3 Kapitalvergütung nach StromNEV/GasNEV

Quelle: Frontier und KPMG Analyse

Hinweis: Finanzanlagen werden nur in Ausnahmesituationen anerkannt.

Diese Darstellung verdeutlicht die Komplexität bei der Bestimmung der Kapitalkosten – dies gilt insbesondere für die Herleitung der Verzinsungsbasis (dem betriebsnotwendigen Eigenkapital). In die Berechnung fließen verschiedene

Altanlagen zu AHK

Kalkulatorisches

Anlagevermögen Altanlagen zu TNW

Immaterielle Vermögensgegenst. des Anlageverm.

Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau Sachanl.-verm. zu AHK u. anteil. TNW (für Altanlagen) Neuanlagen zu AHK

Grundstücke zu AHK

Vorräte Umlaufvermögen

Forderungen u. sonst.

Vermögens- gegenstände Wertpapiere Kassenbestand etc.

Abzugskapital

Inkl. passivierter Leistungen der Anschlussnehmer zur Erstattung von Netzanschlusskosten Erhaltene BKZ

Rückstellungen

Rechnungsabgrenzungspos.

Steueranteil der Sonderposten mit Rücklageanteil

Unverzinsl. Verbindlichkeiten

Kapitalausgleichsposten

Für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen (analog zu den Finanzanlsgen ist bzgl. der Saldierung zwischen Netto-

und Bruttoansatz zu unterscheiden ) Steuerrückstellungen Sonstige Rückstellungen

+

-

Finanzanlagen Z.B. Berücksichtigung des aktivischen Unterschiedsbetrags aus Saldierung von Deckungsver- mögen u. Pensionsrückstellungen (Nettoausweis) o. CTA (Bruttoausw., d.h. ohne Saldierung)

+

Forderungen aus Lieferungen und Leistungen Forderungen gegen verbundene Unternehmen

Forderungen geg. Unternehmen mit Beteiligungsverhältnis Sonstige Vermögensgegenstände

Betriebsnotwendiges Vermögen

Verzinsliches

Fremdkapital Verbindlichkeiten abzüglich unverzinslicher Verbindlichkeiten

-

Betriebsnotwendiges Eigenkapital

kalk. EK-Zinssätze

Kalkulatorische EK- Verzinsung

EK < 40%

Altanlagen

EK > 40%

EK Neuanlagen

<40%

x

FK-Zinsen

Verzinsliche Verbindlichkeiten Rückstellungen für Pensionen u. ähnliche

Verpflichtungen

+

Kalkulatorische Gesamtkapitalverzinsung Aufwandsgleiche

Fremdkapital- zinsen maximal in Höhe kapitalmarkt- üblicher Zinsen Kalk. GewSt.

+

Posten ein, die teilweise der Bilanz entnommen und teilweise kalkulatorisch ermittelt werden. Diese Vorgehensweise bringt einen erheblichen Aufwand bei der Erhebung der einzelnen Posten mit sich. Zudem geht die starke Komplexität generell mit einem gewissen Grad an Intransparenz einher und der Gefahr ökonomisch nicht sachgerechter Anreize.

Auch bei den Finanzierungskosten und der Kapitalstruktur wird im Status Quo in vielen Bereichen auf individuelle Werte zurückgegriffen, so dass weitere Standardisierungen möglich erscheinen.

Im Folgenden stellen wir zunächst die Kalkulationsprinzipien der einzelnen Komponenten der Kapitalvergütung im Status Quo in der Übersicht dar.

2.2.1 Verzinsungsbasis

Zur Bestimmung des betriebsnotwendigen Eigenkapitals nach §7 GasNEV/StromNEV wird zunächst die gesamte Aktivseite der Bilanz betrachtet:

 Sachanlagevermögen – Bei dem betriebsnotwendigen Vermögen von Netzbetreibern handelt es sich in erster Linie um Sachanlagevermögen. Das Sachanlagevermögen wird abhängig vom Aktivierungsdatum auf zwei unterschiedliche Arten bewertet (vgl. §7 StromNEV und GasNEV):

□ Altanlagen (vor 01.01.2006 aktiviert) werden nach der Methode der Nettosubstanzerhaltung, d.h. anhand kalkulatorischer Restwerte auf Basis von Tagesneuwerten im Eigenkapitalanteil und historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten (AHK) im Fremdkapitalanteil, bewertet.

□ Neuanlagen (ab 01.01.2006 aktiviert) werden nach der Methode der Realkapitalerhaltung auf Basis von kalkulatorischen Restbuchwerten zu historischen AHK berücksichtigt.

 Finanzanlagen – Finanzanlagen werden – soweit betriebsnotwendig – auf Basis von Bilanzwerten bestimmt. Finanzanlagen werden dabei in der regulatorischen Praxis in der Regel nicht als betriebsnotwendig erachtet und daher nicht anerkannt. Bilanzpositionen beim Netzbetreiber für Pensionsverpflichtungen sind (abhängig vom gewählten System der Altersversorgung) unmittelbare Verpflichtung mit/ohne Deckungsvermögen, bei der die bilanzierende Gesellschaft die Leistungspflicht übernimmt. Bei mittelbaren Altersversorgungsverpflichtungen erfolgt durch Einschaltung eines externen Versorgungsträgers wie Unterstützungskassen, Pensionsfonds, Zusatzversorgungskassen (VBL) o.ä. eine Verlagerung der Verpflichtung. Bei Vorliegen von Deckungsvermögen (Vermögensgegenstände, die dem Zugriff aller übrigen Gläubiger entzogen sind und ausschließlich der Erfüllung von Schulden aus Altersversorgungsverpflichtungen dienen) werden diese mit den Pensionsverpflichtungen verrechnet (gilt auch für den Sonderfall eines Contractual Trust Arrangement (CTA)). Entsprechend ist mit den zugehörigen Aufwendungen und Erträgen aus der Abzinsung und aus dem zu verrechnenden Vermögen zu verfahren. Übersteigt der beizulegende Zeitwert der Vermögensgegenstände den Betrag der Schulden, ist der übersteigende

Betrag unter einem gesonderten Posten zu aktivieren. Im Fall von Deckungsvermögen, das exklusiv für die Deckung der Zusagen gebildet wurde, wird dieses als betriebsnotwendig anerkannt.

 Umlaufvermögen – Das Umlaufvermögen wird ebenfalls durch die Bilanzwerte bestimmt, soweit diese als betriebsnotwendig anerkannt werden.

Hierbei sind sämtliche Positionen individuell auf Betriebsnotwendigkeit zu prüfen. Laut Verordnung wird nicht explizit eine Standardisierung vorgegeben.

Zu Plausibilisierungszwecken wird nach Auskunft der BNetzA zunächst eine Standardisierung des Umlaufvermögens vorgenommen. Diese kommt allerdings nur zur Anwendung, sofern kein zusätzlich betriebsnotwendiges Umlaufvermögen, z. B. über eine monatliche Liquiditätsrechnung in Form einer Cash-Flow-Analyse, nachgewiesen wird. Bestände und Vorräte werden üblicher Weise in voller Höhe anerkannt, diese sind jedoch vom Volumen deutlich geringer.

Gegenüber der Aktivseite werden anschließend Korrekturen um Positionen der Passivseite vorgenommen. Dabei wird ein Abzug vorgenommen um:

 Verzinsliches Fremdkapital (FK) – die Erstattung der FK-Kosten erfolgt nicht über eine kalkulatorische Verzinsung sondern über eine Anerkennung der FK-Zinsen als aufwandsgleiche Kosten, s.u.; sowie

 Abzugskapital (AZK) – hierbei handelt es sich um zinslos zur Verfügung gestelltes Kapital (z.B. Steuerrückstellungen, sonstige Rückstellungen und unverzinsliche Verbindlichkeiten) sowie zinstragendes Kapital, dessen Kapitalkosten anderweitig als Kosten anerkannt werden und für die daher keine kalkulatorische Kapitalverzinsung gewährt wird (z.B. langfristige Pensionsrückstellungen). Des weiteren gehören Baukostenzuschüsse, Rechnungsabgrenzungskosten und Kapitalausgleichsposten zum Abzugskapital. In der regulatorischen Praxis sind derzeit Standardisierungen beim Abzugskapital, wie sie beim Umlaufvermögen zur Anwendung kommen, nicht üblich.

2.2.2 Finanzierungskosten und Kapitalstruktur

Zur Bestimmung der Finanzierungskosten und der Kapitalstruktur kommen sowohl unternehmensindividuelle Parameter als auch ein standardisierter Schwellenwert zur Anwendung: Der tatsächliche Anteil der Eigenkapitalbasis wird mit dem EK-I-Zinssatz vergütet¹¹, solange die Eigenkapitalquote nicht 40%

des betriebsnotwendigen Vermögens übersteigt. Der Anteil der Eigenkapitalbasis, der 40% am betriebsnotwendigen Vermögen übersteigt, wird hingegen mit dem EK-II-Zins vergütet.

Die auf das Eigenkapital angewandten Zinssätze werden für jede Regulierungsperiode pauschal für alle Netzbetreiber ermittelt. Der EK-I Zinssatz beinhaltet einen marküblichen Risikoaufschlag, bei dem EK-II-Zinssatz handelt es sich gemäß §7 Abs. 7 der StromNEV bzw. GasNEV um einen Mischzinssatz aus öffentlichen Anleihen und Unternehmensanleihen.

11 Für den Anteil der Neuanlagen gilt für die 3. Regulierungsperiode der EK-Zinssatz von 6,91% und für den Anteil der Altanlagen der EK-Zins von 5,12%.

Die Fremdkapitalkosten für das „verzinsliche Fremdkapital“ sowie verzinsliche Posten des Abzugskapitals werden aufwandsgleich anerkannt, wenn die Fremdkapitalzinsen kapitalmarktübliche Zinsen für vergleichbare Kreditaufnahme nicht übersteigen (d.h. Zinsen in marktüblicher Höhe für vergleichbare Kreditaufnahmen, §5 StromNEV bzw. GasNEV).

2.3 Ökonomische Begründung und Anreizwirkung der bestehenden Komponenten im Status Quo

Im folgenden Abschnitt diskutieren wir die ökonomische Begründung hinter dem Vorgehen im Status Quo und beurteilen diese hinsichtlich ihrer Anreizwirkung sowie Praktikabilität, Aufwand und Transparenz:

 In Unterabschnitt 2.3.1 zeigen wir zunächst, dass die derzeitige Ausgestaltung nicht unerheblich von der Historie und den bei Einführung bereits bestehenden Rahmenbedingungen geprägt ist.

 Unterabschnitt 2.3.2 beschreibt die ökonomische Begründung und die Anreizwirkung für die Ausgestaltung des Status Quo bzgl. der Verzinsungsbasis.

 Unterabschnitt 2.3.3 schließt dann mit der ökonomischen Begründung und der Anreizwirkung im Status Quo bei den Finanzierungskosten und der Kapitalstruktur.

2.3.1 Ausgestaltung spiegelt teilweise bereits bestehende Rahmenbedingungen wider

Die vorangehenden Darstellungen in Kapitel 2.2 zeigen, dass in Deutschland eine Vielzahl unternehmensindividueller Parameter bei der Ermittlung der Kapitalvergütung Berücksichtigung findet, und es zudem im regulatorischen Verfahren zu einer starken Mischung von bilanziellen und kalkulatorischen Werten kommt.

Hoher Grad der Berücksichtigung unternehmensindividueller Parameter teilweise historisch bedingt

Während dieses Vorgehen teilweise durch ökonomische Zusammenhänge und intendierte Anreizwirkungen begründet ist (hierauf gehen wir in den folgenden Abschnitten ein), sind einige der gewählten Ansätze auch rein historisch bedingt und haben ihren Ursprung in der Zeit des verhandelten Netzzugangs (Verbändevereinbarung).

In den frühen Phasen der Liberalisierung der Energiemärkte vor der Einführung des regulierten Netzzuganges diente die Verbändevereinbarung im Bereich Energiewirtschaft zwischen 1998 und 2004 der vertraglichen Vereinbarung des verhandelten Netzzugangs zur Durchleitung von Energie (Strom und Gas). Die Verbändevereinigung wurde zwischen den Verbänden der deutschen Industrie und denen der Energieversorgungsunternehmen geschlossen.

Im Rahmen dessen wurden entsprechend auch Kalkulationsprinzipien für die Entgeltbildung festgelegt, an denen beim Übergang zum regulierten Netzzugang

(im Jahre 2006) festgehalten wurden und entsprechend in die regulatorischen Vorgaben übernommen wurden. Dies spiegelt sich z.B. in der heute noch vorgenommenen unterschiedlichen Behandlung von Alt- und Neuanlagen wider.

Kalkulatorische Werte erlauben andere Zielsetzung als bilanzielle Werte Im Hinblick auf das Vorgehen zur Bestimmung der Verzinsungsbasis stellt sich zudem die Frage, inwieweit bilanzielle Werte aus der Unternehmensrechnung zur Anwendung kommen bzw. in welchem Umfang durch den Regulierer kalkulatorische Werte ermittelt werden – und wie ggfs. die entsprechenden Berechnungsgrundlagen sind.

Die Unterscheidung von bilanzieller und kalkulatorischer Betrachtung bei der Bestimmung der Eigenkapitalzinsen kann ökonomisch sinnvoll sein, da hierbei tendenziell unterschiedliche Zielsetzungen verfolgt werden:

 So richtet sich die bilanzielle Betrachtung als Adressaten insbesondere an Geldgeber und Gläubiger, zu deren Schutz Informationen transparent gemacht werden (so orientiert sich z.B. das HGB stark am Prinzip der kaufmännischen Vorsicht). Die bilanziellen Regeln und die daran geknüpften Gestaltungsspielräume sind zudem typischer Weise deutlich abstrakter gestaltet und weiter gefasst, da eben kein spezieller Fokus auf die Energiewirtschaft oder den Netzbetrieb abgestellt wird. Auch wird die bilanzielle Betrachtung wesentlich von Steuergesichtspunkten bestimmt.

 Die kalkulatorische Betrachtung im Rahmen der Regulierung richtet sich hingegen in erster Linie nach Regulierungszielen, die z.B. auf die Imitierung eines wettbewerblichen Marktergebnisses zielt (hier ist insbesondere Effizienz hervorzuheben) – wodurch sich u.U. abweichende Ziele im Vergleich zur bilanziellen Betrachtung ergeben können. Zudem war es durch eine kalkulatorische Betrachtung einfacher, an den etablierten Kalkulationsprinzipien der Verbändevereinbarungen (s.o.) anzuknüpfen.

Dennoch ist sicherzustellen, dass grundsätzliche handelsrechtliche Logiken auch in der kalkulatorischen regulatorischen Betrachtung gelten und sich insbesondere bei der Mischung von kalkulatorischen und bilanziellen Werten keine unerwünschten bzw. gegenläufigen Anreizwirkungen für die Unternehmen ergeben. Dies gilt insbesondere für die Bestimmung des betriebsnotwendigen Eigenkapitals¹² wie in Abbildung 3 dargestellt, bei der verschiedene Posten eingehen, die teilweise der Bilanz entnommen sind und teilweise kalkulatorisch bestimmt werden. Es ist auch darauf zu achten, dass unnötige Komplexität für Investoren vermieden wird, deren Zuflüsse als Eigenkapitalgeber letztendlich auch von sowohl handelsrechtlichen als auch kalkulatorischen Betrachtungsweisen abhängig sind.

12 Die regulatorische Behandlung des Kriteriums der Betriebsnotwendigkeit von Wertpositionen ist von hoher Relevanz (vgl. StromNEV §7). Für den Regulierer ist die Prüfung der Betriebsnotwendigkeit von bilanziellen Wertpositionen durch asymmetrische Informationsverteilung und fehlende Transparenz deutlich erschwert. Die Netzbetreiber können die Betriebsnotwendigkeit einzelner Posten deutlich besser

einschätzen.

Während bei der Bestimmung kalkulatorischer Werte (z.B. beim Anlagevermögen) ein großer Freiheitsgrad für den Regulierer besteht, entsprechende Kriterien zu berücksichtigen, lassen sich bei Rückgriff auf Bilanzpositionen (z.B. bei Finanzanlagen, Umlaufvermögen sowie einzelnen Positionen des Abzugskapitals) einzelne Zuordnungen nur bedingt vornehmen. Aus diesem Grund werden in der Regulierungspraxis bereits gewisse Standardisierungen vorgenommen.

In den folgenden Abschnitten beschreiben wir jeweils kurz im Einzelnen die ökonomischen Hintergründe der gewählten Kalkulationsprinzipien im Status Quo unter Berücksichtigung der Historie und diskutieren die sich ergebenden Anreizwirkungen.

2.3.2 Verzinsungsbasis – ökonomische Begründung und Anreizwirkung

Die ökonomische Begründung für die einzelnen Positionen im Status Quo stellen sich entsprechend differenziert dar.

Sachanlagevermögen – Unterscheidung zwischen Alt- und Neuanlagen Wir gehen zunächst auf das Sachanlagevermögen ein. Hier wird eine Unterscheidung zwischen Alt- und Neuanlagen getroffen.

 Bei Altanlagen kommt das Prinzip der Nettosubstanzerhaltung zur Anwendung, die der bereits unter dem Regime der Verbändevereinbarung praktizierten Kalkulationsmethode entspricht. Hierbei soll durch Rückflüsse für den eigenkapitalfinanzierten Anteil der Anlage der Kapitalbedarf für die Investition in eine Neuanlage sichergestellt werden, so dass bei einer Ersatzinvestition kein neuer Kapitalbedarf erforderlich wird, sondern eine

„Innenfinanzierung über thesaurierte Gewinne“ erfolgen kann. Diese Zielsetzung, die historisch bereits im Rahmen des verhandelten Netzzugangs zur Anwendung kam, begründet somit ein Abweichen von den bilanziellen Werten.

 Bei Neuanlagen, die ab 2006 nach der Einführung des regulierten Netzzugangs aktiviert wurden, wurde hingegen ein Wechsel auf die Methode der Realkapitalerhaltung auf Basis von kalkulatorischen Restbuchwerten zu historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten vollzogen, so dass seit dem eine größere Nähe zum handelsrechtlichen Vorgehen bei Bilanzwerten besteht.

Da die Kostenscheiben bei der Realkapitalerhaltung über die Zeit systemimmanent deutlich kleiner als bei der Nettosubstanzerhaltung werden, würde eine Umstellung bei Altanlagen auf das Prinzip der Realkapitalerhaltung zum heutigen Zeitpunkt zu einem Nachteil für Altanlagen führen, den Netzbetreiber nicht in ihrer ökonomischen Entscheidung zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Anlagen berücksichtigen konnten. Somit wären diese Netzbetreiber schlechter gestellt. Da jedoch alle ab 2006 aktivierten Anlagen unter die Methode der Realkapitalerhaltung fallen, wächst sich dieses Prinzip der Nettosubstanzerhaltung langsam aus.

Die Einführung des Kapitalkostenaufschlags für Verteilnetzbetreiber wurde ab der 3. Regulierungsperiode eingeführt, um den Kapitalbedarf für Investitionen (Ersatz- und Erweiterungsinvestitionen) innerhalb einer Periode abzudecken.

Finanzanlagen – nur betriebsnotwendige Finanzanlagen anerkennungsfähig

Finanzanlagen sind in der Regel nicht betriebsnotwendig und werden daher in der Praxis z.B. bei Wertpapieren auch nicht als Teil der Verzinsungsbasis anerkannt. Da diese Finanzanlagen somit nicht über die Netzentgelte verzinst werden, allerdings die Zinsen aus den Finanzanlagen auch nicht als Erträge in Abzug gebracht werden, ergeben sich hieraus keine gesonderten Anreize für den Netzbetreiber, Bilanzpositionen zu minimieren oder aufzubauen.

Hierbei ist zu beachten, dass, wenn Deckungsvermögen für Pensionsverpflichtungen im Rahmen eines (CTA)¹³ zweckgebunden ist, es zu einer Saldierung in der Bilanz kommt. Dadurch kann es zu einer besseren Ratingeinstufung und damit zu insgesamt günstigeren Finanzierungskosten aufgrund der durch die Bilanzverkürzung verbesserten EK-Quote kommen, wodurch sich auch für den Netzbetreiber Anreize ergeben können, solche Konstruktionen umzusetzen.

Umlaufvermögen – Standardisierung zur Verhinderung von Fehlanreizen Bei der Ermittlung des Umlaufvermögens wird grundsätzlich auf bilanzielle Werte zurückgegriffen. Zu Plausibilisierungszwecken wird nach Auskunft der BNetzA zunächst eine Standardisierung des Umlaufvermögens vorgenommen.

Diese kommt allerdings nur zur Anwendung, sofern kein zusätzlich betriebsnotwendiges Umlaufvermögen, z. B. über eine monatliche Liquiditätsrechnung in Form einer Cash-Flow-Analyse, nachgewiesen wird. Ein gewisses Umlaufvermögen ist immer dann betriebsnotwendig, wenn dieses dazu dient, die Zahlungsfähigkeit des Netzbetreibers sicherzustellen und somit seine Versorgungsaufgabe aufrechterhalten zu können. Übersteigt das Umlaufvermögen jedoch den Betrag, der notwendig ist, um diese Aufgaben zu bewältigen, kann dies eine Ineffizienz bedeuten.

Im wettbewerblichen Umfeld haben Unternehmen einen Anreiz, das Umlaufvermögen soweit möglich zu minimieren, da dafür kaum oder keine Zinsen eingenommen werden. Bei regulierten Unternehmen muss dieser Anreiz regulatorisch gesetzt werden. Bei voller Anerkennung des Umlaufvermögens hätten die Unternehmen ansonsten einen Anreiz, die Bilanz und damit das anerkannte Umlaufvermögen durch unternehmerische Maßnahmen „künstlich“ zu erhöhen. Wenn diesen Erhöhungen nicht zusätzliche Fremdkapitalpositionen auf der Passivseite gegenüberstehen, könnte das Unternehmen sonst durch ein solches Vorgehen die Verzinsungsbasis erhöhen. Aus diesem Grund ist eine Kappung auf betriebsnotwendiges Niveau ökonomisch erforderlich.

Hierbei gilt es zu berücksichtigen, dass Umlaufvermögen für unterschiedliche Netzbetreiber (Strom- oder Gasnetzbetreiber, Verteilnetz oder Übertragungs- bzw. Fernleitungsnetz) sehr unterschiedlich ausfallen kann. Durch unterschiedliche Betroffenheit von volatilen Zahlungsströmen (z.B. durch Regelenergie) sind die Anforderungen an die Liquiditätsvorhaltung sowie

13 Bei CTAs werden zur Erfüllung der Pensionsverpflichtungen auch im Falle eines Konkurses des Unternehmens Vermögenswerte in eine unabhängige Organisation ausgelagert. Diese Vermögenswerte stehen somit dem Unternehmen nicht mehr zur Finanzierung von Geschäftsaktivitäten zur Verfügung.

Betriebsnotwendigkeit von Rückstellungen, Verbindlichkeiten und Forderungen zwischen einzelnen Netzbetreibern und –sparten unterschiedlich. All diese Effekte gilt es im Rahmen der regulatorischen Behandlung von Umlaufvermögen zu berücksichtigen.

Abzugskapital – Berücksichtigung zinslosen Kapitals

Beim Abzugskapital ist zwischen verzinslichem und zinsfreiem Kapital zu unterscheiden (vgl. Abschnitt 5.3.1 zur genaueren Beschreibung der Posten des Abzugskapitals). Während Pensionsverpflichtungen verzinslich sind, begründet zinslos zur Verfügung gestelltes Kapital keine Kapitalkosten. Derartige Finanzierungsquellen sind daher in dem Maße abzuziehen, wie diese zur Finanzierung des betriebsnotwendigen Vermögens herangezogen werden. Dies erfolgt vor dem Ziel, dass Netznutzer von den günstigen Finanzierungskosten profitieren. Kommerziell betrachtet ist eine Finanzierung über Verbindlichkeiten unter wettbewerblichen Unternehmen eine gängige Form zur zinsgünstigen Finanzierung. Regulierte Unternehmen haben jedoch aufgrund der vollständigen renditesenkenden Berücksichtigung einen Anreiz, das Abzugskapital möglichst zu minimieren und somit ggfs. eine ineffiziente, d.h. nicht Kosten minimierende, Finanzierungsstruktur zu wählen, da dadurch die Verzinsungsbasis entsprechend erhöht wird. So besteht auch ein Anreiz, hier allein getrieben durch den regulatorischen Ansatz entsprechende Optimierungen vorzunehmen, um bestimmte Positionen auf der Passivseite aus dem Abzugskapital auszuklammern.

2.3.3 Finanzierungskosten und Kapitalstruktur – ökonomische Begründung und Anreizwirkung

Ein pauschal festgelegter Eigenkapitalzins setzt grundsätzlich einen wünschenswerten Anreiz, das Eigenkapital möglichst effizient zu finanzieren.

Eine Deckelung der Eigenkapitalquote auf einem durchschnittlichen Niveau (aktuell: 40%) ist dabei ein pragmatischer Ansatz, um die Festlegung eines einheitlichen Eigenkapitalzinssatzes für alle Netzbetreiber zu ermöglichen:

Durch die Kombination der Berechnung der EK-Kosten unter Annahme einer EK- Quote von 40% für den Hebeleffekt¹⁴ sowie die Kappung der Eigenkapitalquote bei 40% haben die Netzbetreiber jedoch nur einen eingeschränkten Anreiz zur Optimierung der Kapitalstruktur. Diese Vorgehensweise wurde gerichtlich als im Einklang mit den gesetzlichen Vorgaben bestätigt. Die Anwendung des EK-I- Zinssatzes auf die tatsächliche Eigenkapitalbasis, solange diese nicht 40% des betriebsnotwendigen Vermögens überschreitet, setzt z. T. Anreize, eine Eigenkapitalquote von genau 40% zu erreichen:

 So führt eine geringere EK-Quote unmittelbar zu einer Reduktion des verzinslichen Eigenkapitals, ohne dass der gewährte Zinssatz den

14 Der Hebeleffekt (sog. Leverage-Effekt) beschreibt die Steigerung der Eigenkapitalrendite einer Investition durch die zusätzliche Aufnahme von Fremdkapital. Da Fremdkapital vorrangig bedient wird, steigt hierdurch jedoch auch das durch das Eigenkapital getragene Risiko, so dass die Eigenkapitalkosten c.p. bei

sinkendem Eigenkapitalanteil steigen.

risikosteigernd und damit kostenerhöhend wirkenden zusätzlichen Hebeleffekt kompensieren würde.

 Andererseits besteht auf Netzbetreiberebene auch zunächst zumindest theoretisch kein Anreiz, eine höhere EK-Quote als 40% zu wählen, da hierfür lediglich eine Verzinsung in Höhe des tendenziell niedrigen EK-II Zinses gewährt wird. In der Theorie entspricht dieser einem Zins mit einem nur anteilig berücksichtigten Risikoaufschlag und kann die Zinsen für das Fremdkapital unterschreiten, weswegen der Anreiz besteht, den Eigenkapitalanteil auf 40% zu reduzieren.

Ausgestaltung im Status Quo kann zu unterschiedlichen Anreizen für Netzbetreiber führen

Diese zunächst recht eindeutigen Anreize werden jedoch zum großen Teil dadurch aufgehoben, dass Netzbetreiber die Möglichkeit haben, den Verschuldungsgrad auch über organisatorische Maßnahmen zu gestalten, z.B.

durch die Errichtung einer operativen Einheit (OpCo), die über eine Holding Einheit (HoldCo) finanziert wird oder über die Betreiberstruktur (Pachtmodelle vs.

Eigentümermodelle).

 In einem integrierten Unternehmen kann ein Netzbetreiber seine Eigenkapitalanteile verschieben. Vertikal integrierte Unternehmen könnten somit bei ihrer OpCo den regulatorisch optimalen Eigenkapitalanteil ausweisen, unbeschadet der Tatsache, dass dieser bei der HoldCo ggfs.

fremdkapitalfinanziert ist. Durch die Möglichkeit der Verschiebung von Eigenkapital- und Fremdkapitalanteilen zwischen HoldCo und OpCo wird der tatsächliche Verschuldungsgrad „verschleiert“ und verbundene Unternehmen somit u.U. besser gestellt. Hierdurch haben Netzbetreiber, die Teil eines verbundenen Unternehmens sind (z.B. Konzerne), potentiell Vorteile gegenüber Netzbetreibern, die diese Gestaltungsspielräume nicht nutzen können.

Im Status Quo kommt es zudem zu einer potentiell unterschiedlichen Behandlung und damit auch zu unterschiedlichen Anreizen für Netzbetreiber mit Pacht- und Dienstleistungsmodellen gegenüber Netzbetreibern im sogenannten Eigentümermodell:

Da eine getrennte Betrachtung von kalkulatorischen Bilanzen der Netzgesellschaft und des Verpächters erfolgt (d.h. es werden jeweils Teilbilanzen betrachtet und es erfolgt keine konsolidierte Betrachtung von Pächter und Verpächter), kann dies zu einer negativen kalkulatorischen Eigenkapitalposition beim Pächter und somit als rechnerischer Zwischenschritt zu einer negativen Eigenkapitalverzinsung führen. Dies ist dadurch begründet, dass der Pächter (d.h. der Netzbetreiber) nicht über eigenes Sachanlagevermögen verfügt, das Umlaufvermögen des Pächters in der Praxis gekürzt wird und das vorliegende Abzugskapital in voller Höhe einfließt. Beim Verpächter wird das Sachanlagenvermögen angerechnet und es erfolgt eine Prüfung der Pacht anhand ähnlicher Kriterien wie beim Eigentümermodell. Dies kann letztendlich dazu führen, dass in bestimmten Fällen im Pachtmodell eine niedrigere EK-Verzinsung realisiert wird als im

Eigentümermodell. Die aktuelle Vorgehensweise der BNetzA wurde durch den BGH als im Einklang mit den gesetzlichen Vorgaben bestätigt.

Die systematisch unterschiedlichen Netzentgelte, die in Abhängigkeit von der gewählten Organisations- und Betreiberstruktur (bspw. HoldCo/OpCo und Pachtmodelle vs. Eigentümermodelle) allein aufgrund der regulatorischen Berechnungsmethodik erzielt werden können, ohne dass dem auch zwangsläufig ein tatsächlicher betriebswirtschaftlicher Effizienzgewinn gegenübersteht, führt zu Anreizen, derartige Gestaltungsspielräume auch zu nutzen. Dies ist ggf. nicht allen Netzbetreibern in gleichem Maße möglich (z.B. durch kommunale Eigentümerstrukturen oder Größeneffekten).

Optimierung der Unternehmen kann durch komplexe Anreizstrukturen erschwert werden

Abhängig von den konkreten quantitativen Parametern ergeben sich bei den Finanzierungskosten teilweise komplexe Anreizstrukturen:

 So ist im Zuge der Finanzkrise der EK-II-Zinssatz im Vergleich zu den Fremdkapitalkosten deutlich attraktiver geworden. Fremdkapital war durch die Finanzkrise begründet vergleichsweise günstig zu beschaffen, der EK-II- Zinssatz lag jedoch deutlich höher aufgrund der historischen Durchschnittsbetrachtung über einen Zeitraum von zehn Jahren.¹⁵ Hierdurch haben Netzbetreiber den Anreiz, sich mit Eigenkapital zu überfinanzieren.¹⁶ Fremdkapital wird wo möglich auf HoldCo-Ebene optimiert und der EK II- Anteil auf OpCo Ebene maximiert. Der Netzbetreiber kann in einem integrierten Unternehmen Eigenkapitalanteile verschieben: Vertikal integrierte Unternehmen könnten bei ihrer OpCo den gewünschten Eigenkapitalanteil ausweisen, obwohl die HoldCo dieses Eigenkapital ggfs. durch Fremdkapital finanziert. Aus regulatorischer Sicht sind die meisten Netzbetreiber derzeit daher mit Eigenkapital deutlich überfinanziert.

 Zudem gilt es zu berücksichtigen, dass die kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung nicht zwangsläufig die tatsächlichen Kosten bzw.

Erlöse widerspiegelt, da sich Eigenkapital in der regulatorischen und der bilanziellen Betrachtung deutlich unterscheiden kann. So ist das bilanzielle Eigenkapital üblicher Weise deutlich niedriger als das Eigenkapital auf Basis kalkulatorischer Größen. Dies liegt in einer „Verlängerung“ der Aktiva durch eine höhere Bewertung des Sachanlagevermögens bei der kalkulatorischen Betrachtung begründet, u.a., da die Anlagen länger als bilanziell angenommen genutzt werden und die Altanlagen anhand kalkulatorischer Restwerte auf Basis von Tagesneuwerten im Eigenkapitalanteil bewertet werden. Abhängig von bspw. der Altersstruktur der Netze oder der Aktivierungs- und Bilanzpolitik der Netzbetreiber können die bilanziellen und kalkulatorischen Größen netzbetreiberspezifisch deutlich voneinander

15 Der EK-II-Zinssatz wird gemäß §7, Satz 7 StromNEV/GasNEV, als Mittelwert des auf die letzten zehn abgeschlossenen Kalenderjahre bezogenen Durchschnitts der folgenden von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten Umlaufsrenditen bestimmt: Umlaufsrenditen festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten – Anleihen der öffentlichen Hand, Umlaufsrenditen festverzinslicher Wertpapiere inländischer Emittenten – Anleihen von Unternehmen (Nicht-MFIs) und Umlaufsrendite inländischer

Inhaberschuldverschreibungen – Hypothekenpfandbriefe. Sollte der Finanzierungszinssatz für FK wieder anziehen, gleicht sich der o.g. Effekt ggf. wieder aus.

16 Diese Anreize können sich in der nächsten Regulierungsperiode wieder umdrehen.

abweichen. Die niedrigeren bilanziellen Eigenkapitalgrößen schränken den Gestaltungsspielraum der Unternehmen zur regulatorischen Optimierung ggfs. ein, wenn Netzbetreiber das regulatorische Eigenkapital nicht weiter reduzieren können, da aufgrund des niedrigen bilanzielle Eigenkapital die Aufnahme von weiterem Fremdkapital (zur Reduzierung des kalkulatorischen Eigenkapitals in der regulatorischen Betrachtung) oft nicht möglich ist. Die einzige Option zur Reduzierung des regulatorischen Eigenkapitals wäre in diesem Fall eine zusätzliche fremdfinanzierte Investitionstätigkeit.

 Bei den Fremdkapitalzinsen gilt ähnliches: Da die Fremdkapitalkosten in der tatsächlichen Höhe finanziert werden, entsteht hier zumindest in Bezug auf das Basisjahr kein Anreiz, die Kosten weiter als unter das kapitalmarktübliche Niveau zu optimieren. Durch die „Kapitalmarktüblichkeit“ ist hier lediglich eine Obergrenze vorgesehen. Bei einer Überschreitung der Obergrenze erfolgt also eine entsprechende Kürzung in der Erlösobergrenze. Schafft es das Unternehmen darüber hinaus durch besondere Anstrengungen Fremdkapitalzinsen unter der Obergrenze zu erzielen, dann verbleibt dieser Vorteil jedoch nicht dauerhaft beim Unternehmen.

In Summe sind den Spielräumen des Unternehmens, seine Kapitalstruktur zu optimieren, daher durch den regulatorischen Rahmen Grenzen gesetzt bzw. es können Anreize bestehen, durch „Gestaltungsmaßnahmen“ wie der Schaffung von Holding-Strukturen die tatsächliche Kapitalstruktur zu verschleiern und somit die Transparenz künstlich zu verringern.

2.4 Analysen der BNetzA im Rahmen der Evaluierung der Anreizregulierung

Im Rahmen der Evaluierung der Anreizregulierung hat die BNetzA bereits Möglichkeiten zur stärkeren Standardisierung des Systems zur Vergütung der Kapitalkosten analysiert, die folgendermaßen motiviert wurden:

„So zeigt sich, dass die Prüfung der Kapitalstruktur und eine hieran anschließende Korrektur, insbesondere des betriebsnotwendigen Umlaufvermögens und des Abzugskapitals, einen hohen Aufwand mit sich bringen, tendenziell intransparent wirken und damit wenig verlässlich bzw.

planbar sind.“¹⁷

Die BNetzA hat zusätzlich angeführt, dass im aktuellen System durch die Verwendung der unternehmensindividuellen Werte geringe Anreize zu einer Optimierung der Fremdkapitalkosten sowie der Kapitalstruktur bestehen.

Für die Pauschalisierung der Kapitalkosten hat die BNetzA folgende Ansätze in Betracht gezogen und diskutiert. Für die Berechnung der Kapitalkosten wird

□ eine pauschale Kapitalstruktur unterstellt – bei einer pauschalisierten Kapitalverzinsung wird die Bestimmung einer pauschalisierten Kapitalstruktur (EK/FK-Anteile) von bspw. 40% EK-Anteil für kalkulatorische Zwecke erforderlich, gegen die sich das Unternehmen optimieren kann;

17 Bundesnetzagentur, Evaluierungsbericht nach § 33 Anreizregulierungsverordnung, S. 337, Januar 2015.

□ eine pauschale Vergütung der Fremdkapitalkosten angewendet – es käme ein pauschaler Satz zur Anwendung, der sich bspw. an der Bestimmung des derzeitigen EKII-Zinssatzes orientieren könnte, anstelle der tatsächlichen Fremdkapitalkosten des jeweiligen Netzbetreibers; und

□ eine Pauschalisierung bei der Bestimmung der Verzinsungsbasis vorgenommen – beim Umlaufvermögen wäre eine Pauschalisierung grundsätzlich möglich, würde sich im Rahmen des Ansatzes eines Mischzinssatzes allerdings nur auf den Teil des Umlaufvermögens beziehen, der der Finanzierung des Anlagevermögens dient (je nach Ausgestaltung würden zusätzlich noch anderweitige Aufgaben aus dem EEG und dem KWK-G berücksichtigt werden). Das Abzugskapital könnte bei Einführung eines pauschalisierten Mischzinssatzes ebenfalls als Pauschalwert berücksichtigt werden.

□ Übergang zu einer Variante eines WACC-Ansatzes als umfassende Standardisierung diskutiert – alternativ zu den obigen Ausgestaltungsvarianten wird die Variante des WACC-Ansatzes vorgeschlagen, bei dem lediglich das Sachanlagevermögen abzüglich der Baukostenzuschüsse als Verzinsungsbasis angenommen und mit dem Mischzinssatz multipliziert wird.

BNetzA hat dazu jedoch abschließend festgestellt:

„Zu einer Pauschalisierung ist allerdings erst dann anzuraten, wenn die Umstellungsfragen ausreichend diskutiert sind, die zu erwartenden Effekte hinreichen transparent für Netzbetreiber und Investoren analysiert sind und die angestrebte Vereinfachung tatsächlich realisierbar erscheint.“¹⁸

Aufbauend auf den Erkenntnissen des Evaluierungsberichts der BNetzA und der Notwendigkeit weiterführender Analysen setzen die folgenden Kapitel an:

 Zunächst werden in Kapitel 3 mögliche Vereinfachungspotentiale und ihre Auswirkungen konzeptionell diskutiert. Hierzu zeigen wir sowohl mögliche Ansätze der Vereinfachung bei der Verzinsungsbasis (zum einen eine Standardisierung des Umlaufvermögens und der unverzinslichen Passiva sowie zum anderen einen RAB-Ansatz) auf als auch Vereinfachungspotential bei den Finanzierungskosten (Varianten des WACC-Ansatzes).

 Auf Basis der in Kapitel 3 beschriebenen grundsätzlichen Ansätze zur Vereinfachung der Kapitalkostenvergütung leiten wir in Kapitel 4 konkrete Handlungsoptionen ab.

 Diese Handlungsoptionen unterziehen wir anschließend in Kapitel 5 einer quantitativen Analyse hinsichtlich ihrer Auswirkungen und möglicher Verteilungseffekte. Im Fokus der empirischen Analyse steht die Frage, inwiefern die Standardisierung bei den einzelnen Handlungsoptionen zu potentiellen Verteilungswirkungen zwischen den Netzbetreibern führen könnte, und ob systematische Veränderungen der durchschnittlichen Renditehöhen für bestimmte Netzbetreibertypen die Folge wären.

18 Bundesnetzagentur, Evaluierungsbericht nach § 33 Anreizregulierungsverordnung, S. 337, Januar 2015.

3 ANSÄTZE ZUR VEREINFACHUNG DER KAPITALVERGÜTUNG

Im Folgenden prüfen wir, inwieweit ausgewählte Ansätze zur Standardisierung der Kapitalkosten dazu beitragen können:

 Sicherheit und Transparenz für Investoren zu erhöhen;

 die Prüfungspraxis sowohl aus Netzbetreiber- als auch aus Prüfungsbehördensicht zu vereinfachen;

 ökonomisch sachgerechte Anreize (z.B. zur Wahl einer effizienten Finanzierungsstruktur) zu setzen; sowie

 Praktikabilität und angemessenen Einführungsaufwand zu gewährleisten.

Dabei ist zu berücksichtigen,

 inwiefern eine Standardisierung zu potentiellen Verteilungswirkungen zwischen den Netzbetreibern bzw. zwischen Netzbetreibern und Netznutzern führen könnte und ob systematische Veränderungen der durchschnittlichen Renditehöhen bestimmter Netzbetreibertypen die Folge wären. Hierbei handelt es sich insbesondere um eine empirische Frage, die in Kapitel 5 untersucht wird.

 Dabei wird ebenfalls überprüft, inwieweit eine Handlungsoption systematisch unterschiedliche Anforderungen an bestimmte Netzbetreibergruppen stellt (z.B. ob unterschiedliche Anforderung für ÜNB/FLNBs vs. VNBs, oder Strom vs. Gas bestehen).

Diese Bewertungskriterien finden Anwendung bei der Beurteilung der Handlungsoptionen für eine Vereinfachung bzw. Standardisierung der Systematik zur Kapitalkostenvergütung.

Im Folgenden stellen wir zunächst verschiedene etablierte Ansätze zur Vereinfachung der Kapitalkostenvergütung vor, die die Basis für die dann im Anschluss in Kapitel 4 diskutierten Varianten an konkreten Handlungsoptionen bilden.

Bei den Handlungsoptionen können dabei mögliche Vereinfachungen grundsätzlich an zwei Parametern ansetzen,

 der Verzinsungsbasis (vgl. Abschnitt 3.1); sowie

 den Finanzierungskosten / Zinssätzen (vgl. Abschnitt 3.2).

3.1 Vereinfachung der Verzinsungsbasis

Eine zunehmende Standardisierung der Verzinsungsbasis führt tendenziell zu steigenden, regulatorischen Anreizen für das regulierte Unternehmen, eine effiziente Finanzierungsstruktur anzustreben und somit eine Finanzoptimierung wie ein Unternehmen in einem wettbewerblichen bzw. nicht regulierten Umfeld zu betreiben, da dem Unternehmen durch die Standardisierung zusätzliche